Formación del precio de las transacciones internacionales de

Formación Del Precio De Las Transacciones
Internacionales De Electricidad Entre Colombia Y
Ecuador
Catalina Gómez Toro
Estudiante de Maestrı́a en Economı́a
Universidad EAFIT
Asesor: John Jairo Garcia, PhD.
Universidad EAFIT
Julio 31, 2012
Resumen
En este artı́culo se describe la operación de las transacciones internacionales de
electricidad entre Colombia y Ecuador, su principal regulación y las caracterı́sticas más
importantes de ambos mercados haciendo énfasis en la formación del precio. Además
se hacen dos ejercicios econométricos, análisis de componentes principales y beta convergencia, para observar si ha existido convergencia en precios entre estos dos paı́ses
llegando a la conclusión de no convergencia en precios entre los dos mercados.
Palabras Claves: Integración Energética, Análisis de componentes Principales,
Convergencia en precios.
Abstract
This article describes the operation of the international electric transactions between
Colombia and Ecuador, its principal regulation and the most important characteristics
of both markets paying special attention to the price formation. There is also two
econometrics exercises, principal component analysis and beta convergence, to see if
there has been price convergence between these two countries showing that there is no
price convergence between both markets.
Keywords: Energetic Integration, Principal component analysis, Price convergence.
1
1
Introducción
Colombia y Ecuador pertenecen a la Comunidad Andina de Naciones (CAN), en donde
ha existido una voluntad de impulsar y fortalecer la integración del mercado energético
de la región. Ambos paı́ses intercambian energı́a eléctrica mediante transacciones spot
de corto plazo, llamadas Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE), buscando
optimizar los recursos energéticos de los paı́ses, ya que la transacción se da cuando
el precio del paı́s exportador es menor que el precio del paı́s que demanda energı́a
y también para respaldar déficits de energı́a eléctrica, cuando el paı́s no tiene como
cubrirlo con recursos propios. La iniciativa de la CAN en un comienzo pretendı́a la
integración del mercado eléctrico, sin embargo desde que comienzan a darse las TIE en
el 2003 hasta 2012, no han evolucionado en el aspecto integracionista y se concentraron
en intercambios bilaterales de energı́a eléctrica entre ambos paı́ses.
Esto hace pertinente analizar la evolución de los precios de las TIE, ya que según
las teorı́as que enmarcan la integración de mercados, cuando se tiende a este estado
integrado, el resultado es que los precios convergen en el tiempo, lo que no ha ocurrido
en el caso de los mercados eléctricos de Colombia y Ecuador. Por tanto, el objetivo de
esta investigación es analizar la convergencia entre el precio de oferta de exportación
de electricidad de Colombia (PONE) y el costo marginal de Ecuador (Precio en Bolsa).
Esto se hace por medio de un ejercicio econométrico utilizando análisis de componentes
principales y el enfoque de beta convergencia. Los principales resultados apuntan a
la no convergencia de estos precios en los dos mercados analizados, lo cual también
es corroborado de forma descriptiva a partir de las tendencias que muestran dichos
precios.
La primera sección del artı́culo contiene una breve descripción de los mercados
de energı́a eléctrica de Colombia y Ecuador, la cual tiende a ser comparativa, lo que
ayuda a entender porque a través del tiempo Colombia se ha caracterizado por ser el
paı́s exportador. Luego se explica cómo se da la formación del precio de exportación
de Colombia hacia Ecuador y se detalla cada uno de sus componentes. Finalmente
se realizan dos ejercicios econométricos: Análisis de Componentes Principales y Beta
convergencia, los cuales pretenden demostrar que la brecha de precios de la energı́a
eléctrica entre Colombia y Ecuador no se ha cerrado, sino por el contrario presenta
tendencia creciente en el tiempo. En la última sección se concluye y se hacen algunas
anotaciones finales acorde a los resultados encontrados.
2 Caracterı́sticas generales de los mercados eléctricos
de Colombia y Ecuador
Las TIE son transacciones horarias entre los mercados de corto plazo de los paı́ses
interconectados, para este caso Colombia y Ecuador. Estas transacciones tienen su
origen en las diferencias de precios en los nodos frontera de los enlaces internacionales
y son producto del despacho económico coordinado de los operadores de los sistemas
de ambos paı́ses, en Colombia es XM-filial de ISA y en Ecuador el responsable es
CENACE (Regulación CONELEC-004/10). En teorı́a, entre las ventajas que traen las
interconexiones de los sistemas eléctricos de los paı́ses se encuentran (CIER, 2006):
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• Utilización óptima de los recursos energéticos, al igual que de la infraestructura
eléctrica.
• Diversificación de la matriz energética de los paı́ses y el aprovechamiento de la
complementariedad de recursos energéticos.
• Disminución de los precios de electricidad y por ende de las tarifas cobradas a
usuarios finales.
• Mejora en la seguridad, confiabilidad y calidad en el sistema de suministro de
energı́a eléctrica.
• Incentiva la competencia en la generación dada la ampliación en la oferta.
Las TIE constituyen el segundo escalón dentro de las posibilidades de integración de
mercados eléctricos. La primera fase de integración consiste en transacciones por medio
de contratos bilaterales entre paı́ses (caso Colombia-Venezuela), la segunda corresponde
al despacho coordinado que para Colombia y Ecuador se denomina TIE, la tercera etapa
implica el despacho integrado, es decir, unificación del despacho, la cuarta la constituye
la integración regional, siendo indispensable para ésta la presencia de un operador y
administrador regional, y la etapa más avanzada estarı́a compuesta por la integración
suprarregional, con una integración total de los mercados regionales.
Sin ir muy lejos geográficamente, se tiene como ejemplo el Sistema de Interconexión
Eléctrica de los Paı́ses de América Central (SIEPAC), el cual se encuentra en la cuarta
etapa de integración, con los mercados eléctricos de Guatemala, El Salvador, Honduras,
Nicaragua, Costa Rica y Panamá. Donde existe un Mercado Eléctrico Regional (MER),
el cual es un séptimo mercado con los seis sistemas nacionales existentes, con regulación regional por parte de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) y
en donde se realizan transacciones internacionales de electricidad por medio del Ente
Operador Regional (EOR) (EPR, 2012).
Como lo señala Garcı́a and Palacios (2006), el caso más avanzado en integración
lo constituye el Nord Pool, el cual integra los mercados eléctricos de Noruega, Suecia,
Finlandia y Dinamarca. Estos paı́ses de la región nórdica europea tienen un elevado
consumo de energı́a eléctrica, dada su industria intensiva en energı́a y por las necesidades de calefacción que exige el clima de esa región europea. Dado lo anterior, la
importancia de la seguridad del suministro energético incentivó a adelantar el proceso
de integración de sus sistemas eléctricos, acompañado de las complementariedades en
los recursos de generación que se presentan entre los mismos paı́ses, las transacciones se
dan por medio de contratos bilaterales, acompañado de un mercado financiero creciente
compuesto de futuros y opciones. En lo referente a los precios, estos han convergido a
uno solo para el mercado como tal, en donde los paı́ses que anteriormente producı́an
a altos costos (caso Finlandia y Suecia) se benefician de los que producen a menores
costos (caso Noruega); los beneficios para el paı́s con recursos de generación se resumen
en la ampliación del mercado y el pago a un precio mayor de sus exportaciones.
En cuanto al marco histórico de las TIE entre Colombia y Ecuador, éstas empiezan
luego de que se firmara la Decisión CAN 536 en diciembre de 2002 ”Marco General
para la Interconexión Subregional de Sistemas Eléctricos e Intercambio Intracomunitario de Electricidad”, la cual constituye el marco jurı́dico que soporta la iniciativa
integracionista de los mercados de energı́a eléctrica entre los paı́ses miembros. Desde
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el año 2003 se empiezan a dar efectivamente las transacciones de energı́a eléctrica entre Colombia y Ecuador, y hasta la fecha bajo la modalidad y normativa de las TIE.
En Noviembre de 2009 se aprueba la Decisión CAN 720, en donde se suspende la Decisión CAN 536 (excepto el artı́culo 20) hasta por un perı́odo de dos años y durante
dicho tiempo Colombia y Ecuador aplican el Régimen Transitorio, el cual consiste en
la división de las rentas de congestión 1 en 50% para cada paı́s (se utilizan como instrumentos de redistribución, p.e. para electrificar zonas pobres que no tienen acceso al
servicio), sin obligación alguna de vender energı́a en momentos de déficit del paı́s exportador. Por último, la Decisión CAN 757 (2011) sustituye la Decisión 720, e incorpora
un régimen temporal para los intercambios eléctricos entre Ecuador y Perú, además del
régimen bilateral transitorio para Colombia y Ecuador (CAN, 2012). En Noviembre
de 2011 los Presidentes de los paı́ses miembros de la CAN manifestaron la voluntad
de acelerar la integración eléctrica, por lo que es indispensable la interconexión fı́sica
de los cuatro paı́ses miembros (Bolivia, Colombia, Ecuador y Perú) y la armonización
regulatoria con miras a la conformación del bloque energético del Pacı́fico.
Como puede observarse en el gráfico 1, desde el comienzo de las TIE, Colombia se ha
caracterizado por ser el paı́s exportador, el nivel de importaciones es bastante reducido,
llevándose a cabo solo en aquellos periodos que se hace necesario para satisfacer la
demanda.
Gráfico 1: Transacciones Internacionales de Electricidad Colombia - Ecuador (2003-2011)
Fuente: XM (2012a)
1
Rentas de Congestion: Rentas económicas originadas por la diferencia entre el precio de oferta del
mercado exportador y el precio de mercado de corto plazo del mercado importador en los extremos de cada
enlace internacional. Para el caso del Ecuador, el precio de mercado de corto plazo corresponde al costo de
mercado de corto plazo. (REGULACION No. CONELEC - 004/10).
4
Dado que las TIE surgen del diferencial de precios en el nodo frontera, se evidencia
que el costo de la energı́a eléctrica en Colombia es menor que el de Ecuador, lo que
puede explicarse en los recursos de generación que utiliza cada uno de los paı́ses. En
el caso de Colombia, se encuentra que para el año 2011 el 77% de la oferta de energı́a
eléctrica fue hidráulica y 16% térmica, lo que se muestra en el gráfico 2.
Gráfico 2: Producción de Energia Eléctrica en Colombia, 2011
Fuente: XM (2012a)
En cuanto a la producción de energı́a eléctrica en Ecuador, se encuentra que el
año 2011 se comportó de la siguiente manera (ver gráfico 3): cerca de un 59% fue con
recursos hı́dricos, alrededor del 7% correspondieron las importaciones desde Colombia
y el resto corresponde a generación térmica con una alta composición de combustibles
dependientes del precio del petróleo, participando el gas (recurso más económico que
los anteriores) con un porcentaje cercano al 4%. Sin embargo es importante recalcar
que, según CENACE (2012) la producción térmica disminuyó en el 2011 un 23.26%
respecto al 2010 y argumenta que la producción hidráulica que se dio durante el 2011
es mayor que la media histórica, siendo en el 2011 30% mayor con respecto al 2010.
Las importaciones de Ecuador provenientes de Colombia, aumentaron entre el 2010 y
2011 en un 62.3% y durante el 2011 no hubo importaciones desde Perú.
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Gráfico 3: Producción de energı́a eléctrica en Ecuador, 2011
Fuente: CENACE (2012)
Los costos de generación de energı́a eléctrica, son consecuencia de la tecnologı́a que se
utiliza para producirla, siendo los recursos hı́dricos más económicos comparativamente
con los térmicos; es más, aún dependen del precio del petróleo, siendo el gas la opción
de menor costo en este grupo de generadores térmicos. Dado esto, en Ecuador hay
una vulnerabilidad ya que la generación con recursos térmicos ha sido históricamente
importante y ésta se da principalmente con combustibles lı́quidos, tal como se evidencia
en el gráfico 4.
Gráfico 4: Consumo de combustibles para la generación de energı́a eléctrica en Ecuador.
Fuente: CENACE (2012, 2011, 2010)
6
En Colombia la generación con recursos térmicos se ha caracterizado por la alta
utilización del gas natural, seguida por el carbón, tecnologı́as más económicas que los
combustibles lı́quidos altamente utilizados por Ecuador, tal como puede verse en el
gráfico 5.
Gráfico 5: Consumo de combustibles para la generación de energı́a eléctrica en Colombia.
Fuente: XM (2012a)
Dado lo anterior, Ecuador ha sido importador neto de energı́a eléctrica desde el
comienzo de inicio de las TIE hasta 2012, tanto por la seguridad en el suministro como
por la diferencia en tecnologı́a que utiliza para la generación de energı́a eléctrica, como
se evidencia en la breve descripción de los mercados del cuadro 1.
Cuadro 1: Breve caracterización de los mercados de energı́a eléctrica Ecuador-Colombia,
2011
Variable
Demanda Interna (GWh)
Producción Bruta Total (GWh)
Producción Hidráulica (GWh)
Ecuador
Colombia
17.747,80
57.150
18.732,33
58.620,4
11.002,20
45.583,1
(58,73%)
(77,75%)
Producción Térmica (GWh)
6.288,27
9.383,7
(33,57%)
(16%)
Producción otros
147,27
3.653,6
(0.78%)
(6,23%)
Exportación de electricidad (GWh)
8,22
1.294,59
Importación de electricidad (GWh) 1.294,59
8,22
(6.91%)
Cobertura
90.40%
94%
Fuente: Elaboración del autor con datos de CENACE (2012); XM (2012a)
7
En el mercado de energı́a eléctrica colombiano se debe garantizar primero que todo
el cubrimiento de la demanda nacional, usando los recursos con menor precio de oferta,
seguido de la demanda TIE Ecuador usando el exceso de capacidad de algún recurso ya
despachado o en caso de ser necesario utilizando un recurso más caro y por último las
exportaciones a Venezuela que se despachan con los recursos siguientes, como se puede
observar en el gráfico 6, lo descrito anteriormente es lo que se denomina el despacho
ideal o despacho por orden de merito.
Gráfico 6: Despacho Energı́a Eléctrica en el Mercado Eléctrico Colombiano
Fuente: Elaboración propia, 2012.
Los generadores que entraron en el despacho ideal y abastecieron la demanda nacional se remuneran con base en el MPO (Máximo Precio Ofertado) nacional, el cual
es el precio de oferta del recurso más costoso que fue necesario para atender dicha
demanda, este se diferencia del precio de bolsa en que este último tiene en cuenta un
diferencial que corresponde a la remuneración de los arranques de los recursos térmicos.
Los generadores que atendieron demanda TIE se remuneran al MPO-TIE, el cual es
el precio de oferta del recurso más costoso que fue necesario para atender la demanda
nacional más TIEs, para Venezuela se tiene el MPO internacional, por otro lado está la
reconciliación fuera de merito que son generadores de reserva que estuvieron prendidos,
pero no despachados (que corresponde al recurso 8 en la gráfica 6) y por último una
8
importación de Colombia se considera una generación por lo que entra en el despacho
ideal.
Es importante resaltar que no solo la necesidad de garantizar el cubrimiento de la
demanda de energı́a eléctrica en un paı́s, o el hecho que un paı́s vecino genere energı́a
eléctrica a un costo menor dada la tecnologı́a disponible, son las condiciones suficientes
para que se de la transacción internacional de electricidad. Al respecto, hay otros
dos factores claves: por un lado está la interconexión fı́sica (redes) y por el otro la
armonización regulatoria, que se evidencia en las leyes del sector eléctrico y con las
Resoluciones de los reguladores.
Respecto a las redes, Colombia y Ecuador cuentan con tres interconexiones, las
cuales se muestran en el cuadro 2 y el gráfico 7 ilustra las interconexiones de Colombia
con sus paı́ses vecinos, siendo este paı́s estratégico por su posición geográfica, la puerta
para interconectar América del Sur con SIEPAC.
Cuadro 2: Interconexiones Eléctricas Colombia-Ecuador
Fecha de entrada KV
MW
Panamericana-Tulcán
1998
138
35
Jamondino-Pomasqui 1 y 2
2003
230
250
Jamondino-Pomasqui 1, 2, 3 y 4
2007
230
500
Capacidad total Colombia-Ecuador
585 MW
Fuente: Camargo (2011)
Gráfico 7: Interconexiones Colombia con los paı́ses vecinos.
Fuente: CIER (2011)
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Otro aspecto fundamental en las TIE, lo constituye el marco legal de los mercados de
electricidad en cada uno de los paı́ses. Se requiere una armonización regulatoria como
premisa indispensable para que se hagan efectivas dichas transacciones bilaterales entre
paı́ses. El cuadro 3 resume las principales Leyes y Resoluciones para Colombia, en
donde la Resolución 004 de 2003 establece la regulación aplicable a las TIE y que es
complementada por la 014 de 2004.
Cuadro 3: Marco Normativo Colombia.
Ley 142 - 1994. Art 23
Ley 143 - 1994. Art 34
RESOLUCIÓN CREG 004 de 2003
CREG 006 de 2003
RESOLUCIÓN 014 de 2004
RESOLUCIÓN 160 de 2009
Fija la polı́tica en cuanto al intercambio
internacional de electricidad.
Asigna funciones al Centro Nacional de
Despacho (CND), entre las que se encuentra
ejercer la coordinación, supervisión, control
y análisis de la operación de los recursos de
generación, interconexión y transmisión incluyendo
las interconexiones internacionales.
Regulación TIE Corto plazo
Normas sobre registro de fronteras comerciales
Planeación, coordinación, supervisión y control
operativo de los enlaces internacionales.
Por la cual se adopta la regulación aplicable
a las Transacciones Internacionales de
Electricidad de Corto Plazo TIE- entre Colombia
y Ecuador, de conformidad con el Régimen Transitorio
adoptado por la Decisión CAN 720.
Fuente: Elaboración propia, con datos CREG (2012)
Para el caso de Ecuador, el cuadro 4 muestra un resumen de las leyes más importantes y que involucran las TIE,en donde la Regulación 004/10 se encarga del desarrollo
de las TIE en el perı́odo de vigencia de la decisión CAN 720.
Cada paı́s por separado tiene su propia legislación, sin embargo, al estar Colombia
y Ecuador inmersos en la Comunidad Andina de Naciones (CAN), ambos están sujetos
a disposiciones supranacionales, tales como el Acuerdo de Cartagena, que dio su origen
en 1996; la Decisión CAN 536 de 2002, la Decisión CAN 720 de 2009 y la vigente transitoriamente Decisión CAN 757. Estas se resumen en el cuadro 5.
En la actualidad se encuentra este marco jurı́dico bajo construcción y se opera con
condiciones transitorias, ya que se está construyendo un marco general que tiene en
cuenta el marco regulatorio andino existente y la legislación de cada paı́s miembro de
la comunidad.
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Cuadro 4: Marco Normativo Ecuador
Ley del Régimen del Sector Eléctrico 1996
Contiene las normas relacionadas con la
estructura del sector eléctrico y de su
funcionamiento
Aplicación del Mandato Constituyente No. 15 Establecer los parámetros regulatorios
Regulación No. CONELEC 006/08
especı́ficos para el establecimiento de una
tarifa única que deben aplicar las empresas
eléctricas de distribución, para cada tipo
de consumo de energı́a eléctrica.
Relacionado: Generación, Distribución,
Mercado Eléctrico Mayorista, Transmisión,
Grandes Consumidores, Transacciones
Internacionales y Tarifas
CONELEC- 004/10
Desarrollo de las Transacciones
Internacionales de Electricidad en el
perı́odo de vigencia de la Decisión 720
de la Comunidad Andina
Fuente: Elaboración Propia con datos CONELEC (2012)
Cuadro 5: Marco Normativo TIES - CAN.
Acuerdo de Cartagena (1996) Acuerdo que tiene por objetivo promover el desarrollo
equilibrado y armónico de los Paı́ses Miembros en
condiciones de equidad, mediante la integración y
la cooperación económica y social.
Decisión CAN 536 (2002)
Marco jurı́dico comunitario para impulsar el desarrollo
del tema eléctrico en los paı́ses miembros.
Decisión CAN 557 (2003)
Creación del Consejo de Ministros de Energı́a,
Electricidad, Hidrocarburos y Minas de la Comunidad
Andina.
Decisión CAN 720 (2009)
Se suspende por dos años la Decisión CAN 536, para
establecer un nuevo marco general para los intercambios
de energı́a eléctrica entre los paı́ses miembros.
Decisión CAN 757 (2011)
Sustituye la Decisión 720, e incorpora un régimen temporal
para los intercambios eléctricos entre Ecuador y Perú,
además del régimen bilateral transitorio para Colombia
y Ecuador.
Fuente: CAN (2012)
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3
Formación del precio TIE
Existiendo la interconexión eléctrica, el marco regulatorio que posibilita las TIE y
entendiendo porqué Colombia desde el 2003 hasta la fecha se ha caracterizado por ser
el paı́s exportador, se procede a analizar el tema de la operación de las TIE, prestando
especial interés en la formación del PONE (Precio de Oferta en Nodo Exportador).
La manera de operación de las TIE se basa en la comparación de precios en los nodo
frontera. De esta manera, para que Ecuador importe energı́a (caso predominante a
través del tiempo) debe cumplirse lo siguiente:
P OI − Pumbral > P ON E
Fuente: CONELEC 004/10
En donde POI corresponde al Precio de Oferta de Importación de Ecuador 2 , PONE
es el precio de oferta de exportación de Colombia y Pumbral es el valor que se determina
como un porcentaje del precio de oferta formado en el nodo frontera del paı́s importador
y que sirve para dar un margen de seguridad a la decisión del sentido de la transacción
a efectuarse. El PONE Colombia se calcula de la siguiente manera:
P ON ECol = Pb + CM R + CRAE + CP + CU + Serv
Y debe garantizar que se cubran los costos de Colombia y puede apreciarse en el
gráfico 8
Gráfico 8: Componentes PONE Colombia
Fuente: XM (2012b)
2
incluye el costo marginal del mercado ecuatoriano, que es función de los costos de generación, los costos
de transmisión, costos asociados de la remuneración de arranque de las plantas de turbo-vapor más otros
costos
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Dado que el PONE es quien finalmente da la dirección de la transacción (exportación
o importación) es pertinente explicar cada uno de sus componentes:
• El precio de bolsa (Pb ): se calcula con base en los precios de oferta enviados por
los generadores, caso contrario a América Latina donde en general se envı́an son
los costos de generación, este precio de oferta depende de la disponibilidad de los
recursos en especial de las unidades más grandes de generación hidráulica.
• El costo medio de las restricciones (CMR): está dado por las reconciliaciones que
suceden en el mercado eléctrico por motivo de la diferencia entre la operación real
y la operación ideal, esta última se realiza con base a los precios ofertados y unas
cantidades dadas y al compararlo con la demanda programada se obtiene el precio
de bolsa, por su parte la operación real considera todos los ajustes pertinentes
para satisfacer la demanda en tiempo real. Dado lo anterior, si la operación real
es mayor a la ideal se genera una reconciliación positiva, es decir se le paga al
generador el valor de dicha diferencia.
• El costo de restricción asociada al enlace (CRAE): son las restricciones propias de
la exportación a Ecuador.
• Los costos de pérdidas del Sistema de Transmisión Nacional (STN)3 y Sistema
de Transmisión Regional (STR)4 (CP): corresponden a la diferencia entre la generación total y la demanda total por condiciones técnicas, como la pérdida por
calor, y las pérdidas no técnicas, que se refieren a las conexiones ilegales al sistema.
• El cargo por uso del STN y STR (CU): es el costo de la lı́nea de transmisión que
se cobra no con base en la magnitud de uso de esta, sino dada una remuneración
a la inversión realizada.
• Los servicios del Centro Nacional de Despacho (CND) y Administrador del sistema
de intercambios comerciales (ASIC) (Serv): son los cargos por administración y
operación del mercado que para el caso de Colombia los realiza la compañı́a XM.
EL PONE a su vez depende de la cantidad de energı́a eléctrica que requiere Ecuador.
Dado esto Colombia genera una curva de oferta, la cual es monotónicamente creciente,
es decir, a mayor cantidad entran recursos más costosos lo que aumenta el valor del
PONE, hasta el punto en donde la cantidad es exactamente igual a la capacidad total
del enlace (500 MW), que en el gráfico 9 corresponde al valor de Qt .
3
4
Lineas de transmisión de tensión mayor a 220 voltios
Lineas de transmisión de tensión menores a 220 voltios
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Gráfico 9: Escalones de precio de oferta PONE
Fuente: XM (2012b)
Luego de realizarse la comparación de precios, el sistema o paı́s que importa realiza el despacho económico programado, que se define como el programa diario de los
recursos de generación del sistema interconectado nacional para atender la demanda
con calidad, confiabilidad, seguridad y economı́a (XM, 2012b), con la oferta disponible
en el enlace internacional, determinando y comunicando las cantidades a importar al
paı́s exportador, para que este último haga la programación teniendo en cuenta estas
cantidades CONELEC (2010).
La liquidación de la TIE se realiza con la lectura del medidor en el nodo exportador,
dadas las pérdidas que pueden presentarse. La factura se hace un mes después (m+1)
en el dı́a 10, en donde ya se ha realizado el intercambio de información de precio y
cantidades, ver gráfica 10. Ası́ la manera de operar las TIE cronológicamente comienza
un dı́a antes con el despacho económico coordinado, se hace el despacho real en el dı́a
de la operación y luego se generan en el mismo mes dos versiones de la liquidación
(TX1 y TX2), en el mes siguiente a la operación se envı́a un primer resumen de la
facturación (TXRm) y finalmente en el dı́a 10 de este mes se realiza la facturación
final, donde Ecuador paga a Colombia el máximo precio entre el PONE Colombia y el
Costo Marginal de Ecuador, dada la lectura del nodo y se cancela en dolares a la TRM
del Dı́a (Zapata et al., 2012).
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Gráfico 10: Linea de Tiempo Operación de Mercado
Fuente:XM (2012c)
4
Convergencia TIE
Dado que el objetivo principal de las TIE es lograr la integración entre Colombia y
Ecuador, se analiza si este se ha logrado, haciendo un análisis de convergencia entre
los precios PONE y el costo marginal de Ecuador, se dejan por fuera el precio POI
y el precio de bolsa colombiano por la baja cantidad de importaciones de energı́a de
parte de Colombia desde Ecuador, este análisis se hace entre el precio PONE y el Costo
marginal, debido a que se asume que debido a la integración entre los paı́ses esto se
debe ver reflejado en los precios que perciben los consumidores del paı́s con costos más
altos, el cual esta relacionado con el costo marginal, mientras que el POI no afecta a
los consumidores Ecuatorianos. Este análisis se hace con datos de precios y cantidades
de exportación e importación proporcionados por la empresa XM para este proyecto.
En primer lugar se hace una breve estadı́stica descriptiva de lo encontrado; en la
gráfica11 se muestran las diferencias entre los nodos y el costo marginal del mercado
ecuatoriano y se puede ver que este no se esta acercando a cero a través del tiempo ni
para ECCU 35 (gráfica izquierda), ni para ECCU46 (gráfica derecha), además se hace
la correlación entre los precios de los nodos y el precio de bolsa de Ecuador (ver cuadro
6), y se separa por tipo de demanda (ver Anexo A), estos muestran que realmente no
ha existido una correlación entre los precios PONE (ECCU 3 y ECCU 4) y el precio
del mercado ecuatoriano.
5
6
Enlace de Colombia Ecuador de 138 kV
Enlace de Colombia Ecuador de 230 kV
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Gráfico 11: Convergencia PONE
Fuente: Elaboración Propia con datos proporcionados por XM(2012)
Cuadro 6: Correlación
ECCU 3
ECCU 4
Cmg Ecu
ECCU 3 ECCU 4 Cmg Ecu
1
0.1489
1
0.1441
0.0869
1
Para corroborar esto se hace un análisis de componentes principales como el propuesto por Evans et al. (2008), este análisis busca explicar la mayor cantidad de la
variación con el menor número de componentes posibles, haciendo un análisis de los
valores propios de la matriz de correlaciones, que como vimos en el caso anterior era
muy baja, los componentes se organizan del que más explica al que menos explica
esperando que con pocos componentes se explique mucha variación, mientras más componentes se necesiten se interpreta que el mercado tiene más segmentos. Las variables
aquı́ utilizadas tienen en cuenta al igual que Evans et al. (2008) los efectos estacionales
a los que están sujetos los precios de la energı́a, especialmente los colombianos que
dependen altamente de los veranos e inviernos que suceden en el paı́s debido a su capacidad hı́drica, los resultados se presentan a continuación (para ver los componentes
principales por tipo de demanda referirse al Anexo B):
Cuadro 7: Componentes Principales
Component Eigenvalue Difference Proportion Cumulative
Comp1
1.25515
0.341979
0.4184
0.4184
Comp2
0.913172 0.0814969
0.3044
0.7228
Comp3
0.831676
.
0.2772
1
16
Esto corrobora lo encontrado con las correlaciones, ya que el primer componente
solo explica el 41% de la variación, con el segundo solo llega a explicar un 72% de la
variación, esto implica que la reducción de dimensionalidad buscada por este método,
es decir el mercado esta segmentado en tres partes lo que implica no convergencia de los
precios, y aún separandolo por tipos de demanda el mercado sigue estando segmentado
en tres partes, sin importar si fuese baja, media o alta demanda.
Por último, se hace un análisis de beta convergencia el cual busca mostrar que a
través del tiempo las diferencias entre los precios han ido disminuyendo, esto se hace
calculando las diferencias entre los precios y explicarlo con respecto a su rezago (para
hacer esto la variable en diferencias debe de ser estacionaria, lo cual se cumple en el
caso de los precios), en caso tal que el beta asociado a la variable sea significativo
y negativo, esto implica convergencia en precios entre los nodos y el costo marginal
ecuatoriano (Wolszczak-Derlacz, 2008), los resultados de esta estimación se presentan
en el cuadro 8 (para ver la beta convergencia separada por tipo de demanda referirse al
Anexo C), lo que muestra este análisis es congruente con lo anterior, es decir no existe
convergencia en precios entre el PONE y el precio del mercado ecuatoriano, es más
las diferencias han ido creciendo a través del tiempo dado que el beta del rezago da
positivo y significativo (esto se puede ver en el gráfico 11) esto puede deberse al hecho
que por regulación al haber exportaciones, que son frecuentes, se paga el máximo entre
el precio del mercado y el precio del PONE por lo cual existen incentivos para poner
el precio más alto ya que igualmente se está despachando a ese precio y al igual que el
análisis de componentes principales esto se mantiene para todo tipo de demanda.
Cuadro 8: Beta Convergencia
Diff ECCU 3 Diff ECCU 4
rezago
0.121
0.001
(0.017)
(0.017)
Constante
0.377
-5.213
(0.055)
(1.019)
5
Conclusiones y Recomendaciones
Una de las principales ventajas que presenta el mercado eléctrico colombiano comparativamente con el ecuatoriano, es que como en Colombia la principal fuente de generación
son los recursos hı́dricos, dada la riqueza de agua que posee; es que los costos de generación en este paı́s son menores, haciendo a su vez que el precio de generación sea
menor. Ecuador, por su parte, a pesar de que parte de su componente tecnológico es
hı́drico, la participación de generación térmica es importante, para lo cual utiliza combustibles lı́quidos dependientes del precio del petróleo con el fuel oil y el diesel, y por
tanto los costos de generación son mayores. Dado esto, Colombia ha sido un exportador
neto de electricidad a Ecuador.
Los intercambios de energı́a eléctrica entre Colombia y Ecuador empiezan en el 2003,
17
luego de la firma de Decisión CAN 536 en el 2002, la cual buscaba impulsar el proceso
de integración en la región, incluyendo el sector eléctrico. No obstante estos dos paı́ses
se han concentrado en las transacciones internacionales de electricidad (Molina, 2006).
Una de las bondades de la integración y de estas transacciones de electricidad además
de la garantı́a de suministro se sustenta en la convergencia de precios haciendo que
aquellos mercados con ventajas comparativas en costos exporten el servicio a aquellos
mercados con mayores costos, haciendo que el precio en ambos mercados, tienda a ser
muy similar. Por supuesto esto requiere de la interconexión fı́sica y la armonización
regulatoria.
En el caso de las TIEs entre Colombia y Ecuador a partir de los ejercicios empı́ricos
realizados por medio de un análisis de componentes principales y un enfoque de beta
convergencia los precios no han convergido en sus 10 años de funcionamiento, por el
contrario, el ejercicio muestra que los precios en cada paı́s cada vez se distancian más.
Colombia opera por medio del despacho económico coordinado, y en este esquema
debe satisfacer inicialmente las necesidades internas con los recursos más económicos y
luego proceder a suministrar energı́a eléctrica a Ecuador, utilizando lógicamente recursos más costosos, ya que el despacho se realiza por orden de mérito. Se percibe que en la
medida que ambos mercados sean separados no integrados (un solo mercado), a pesar
de que el paı́s con la tecnologı́a más costosa perciba beneficios vı́a la prestación del
servicio nacional a través de importaciones con un recurso más económico, sin embargo
es muy difı́cil hablar de una convergencia en precios; sin desconocer el efecto positivo
en términos de confiabilidad de suministro del mismo.
Para hablar de integración de mercados eléctricos, por ejemplo como lo ha hecho el
Nord Pool se requiere avanzar no solo desde el punto de vista institucional y normativo,
sino que es necesario hablar de entes supranacionales como un único ente operador del
sistema y regulador, ası́ se apoyen en los entes existentes en cada mercado. Por su
parte la voluntad polı́tica juega un papel determinante, ya que si esta no existe o es
muy volátil como en el caso de Venezuela es muy complicado establecer acuerdos que
ayuden al beneficio de los paı́ses implicados. No obstante surgen preguntas interesantes
tales como si el objetivo final es la existencia de un único mercado o por el contrario a
pesar de que no haya una convergencia en precios aún se justifica el funcionamiento de
estas transacciones internacionales de electricidad dado el beneficio que representan no
únicamente en términos de la garantı́a de suministro, sino para los agentes implicados
en el proceso ya que es claro que el paı́s con recursos más costosos tiene una reducción
en el precio para la prestación del servicio final.
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18
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19
A
Correlaciones
Las correlaciones de los precios de los nodos y el costo marginal de ecuador, separados
por tipos de demanda:
Cuadro 9: Demanda Alta
ECCU 3
ECCU 4
Cmg Ecu
ECCU 3 ECCU 4 Cmg Ecu
1
-0.0804
1
0.1062
0.112
1
Cuadro 10: Demanda Media
ECCU 3
ECCU 4
Cmg Ecu
ECCU 3 ECCU 4 Cmg Ecu
1
-0.1574
1
0.093
0.2261
1
Cuadro 11: Demanda Baja
ECCU 3
ECCU 4
Cmg Ecu
ECCU 3 ECCU 4 Cmg Ecu
1
-0.0651
1
0.1753
0.2699
1
20
B
Componentes Principales
Cuadro 12: Demanda Alta
Component Eigenvalue Difference Proportion Cumulative
Comp1
1.11948 0.0393409
0.3732
0.3732
Comp2
1.08014
0.27976
0.36
0.7332
Comp3
0.800379
.
0.2668
1
Cuadro 13: Demanda Media
Component Eigenvalue Difference Proportion Cumulative
Comp1
1.23824
0.152467
0.4127
0.4127
Comp2
1.08577
0.40979
0.3619
0.7747
Comp3
0.675984
.
0.2253
1
Cuadro 14: Demanda Baja
Component Eigenvalue Difference Proportion Cumulative
Comp1
1.29483
0.235814
0.4316
0.4316
Comp2
1.05901
0.41285
0.353
0.7846
Comp3
0.646162
.
0.2154
1
C
Beta Convergencia
Para este análisis se controlo por efectos estacionales y diarios, es decir se trabaja con
series desestacionalizadas:
21
Cuadro 15: Nodo ECCU3
Diferencia
Dda Alta Dda Media Dda Baja
rezago
0.691
0.751
0.763
(0.012)
(0.011)
(0.0111)
Constante
2.12042
1.539456
1.14645
(0.092)
(0.078)
(0.067)
Beta
Std. Error
Cuadro 16: Nodo ECCU 4
Diferencia
Dda Alta Dda Media Dda Baja
rezago
0.144
0.833
0.491
(0.017)
(0.009)
(0.015)
Constante
0.680
0.141
0.426
(0.209)
(0.049)
(0.092)
Beta
Std. Error
22